水電十四局大理聚能投資有限公司 曹學(xué)華 楊 博

云南大理某光伏電站于2015年4月建成投產(chǎn)，電站共安裝40臺型號為YLSSL-500的光伏并網(wǎng)逆變器，該型號逆變器不帶隔離變壓器，每臺逆變器直流側(cè)光伏組件容量和規(guī)格型號完全相同，電站投產(chǎn)運行以來各臺逆變器交流輸出電量差異較大，年度最大輸出電量與最小輸出電量比率超過1.08，為準(zhǔn)確判斷各臺逆變器輸出電量存在差異的原因，采取現(xiàn)場試驗方式對并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率進行了測試，并對測試結(jié)果進行了分析。

1 測試方法

1.1 測試對象

為準(zhǔn)確了解云南大理某光伏電站逆變器的轉(zhuǎn)換效率性能，通過對近3年逆變器交流側(cè)輸出電量分析，選取交流側(cè)輸出電量最大、最小和中間值各一臺進行現(xiàn)場測試。逆變器基本性能參數(shù)為：直流輸入側(cè)。輸入電壓范圍400～1000VDC、額定輸入電壓600VDC、額定輸入電流900A、最大輸入功率550kW；交流輸出側(cè)。交流輸出額定功率500kW、最大交流輸出功率550kW、輸出電壓范圍250～380VAC、輸出頻率50Hz。

1.2 測試方法

逆變器效率。結(jié)合國內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及現(xiàn)場測試條件，本文所述的并網(wǎng)逆變器效率包含逆變器最大轉(zhuǎn)換效率ηmax和平均加權(quán)總效率ηtc。逆變器最大轉(zhuǎn)換效率ηmax指從早到晚的測試時段范圍內(nèi)，某一時刻輸出能量與輸入能量最大值的比值。平均加權(quán)總效率ηtc指按照我國典型太陽能資源區(qū)的效率權(quán)重系數(shù)計算不同負載情況下逆變效率的加權(quán)平均值。云南大理地區(qū)屬于III類資源區(qū)，加權(quán)因子系數(shù)見表1。按表中相關(guān)數(shù)據(jù)，則光伏逆變器平均加權(quán)總效率公式為ηtc=0.02η5%+0.06η10%+0.21 η25%+0.41η50%+0.28η75%+0.03η100%。

表1 云南大理太陽能資源加權(quán)因子

測試方法。如圖1，將高精度功率分析儀接入到逆變器直流側(cè)與交流側(cè)，從早到晚每隔20ms（每分鐘采集50次）采集逆變器全功率期間直流側(cè)輸入電壓、輸入電流及交流側(cè)輸出電壓和輸電電流，分別計算各采集時間點（每分鐘）輸出功率和輸出效率，為直觀展現(xiàn)逆變器效率，可將不同負載情況下轉(zhuǎn)換效率擬合得到輸出效率分布趨勢圖，同時可根據(jù)不同負載率工況的轉(zhuǎn)換效率計算出逆變器平均加權(quán)總效率。

圖1 并網(wǎng)逆變器效率檢測框圖

1.3 測試儀器及測試環(huán)境

本測試選擇日本橫河WT1800高精度功率分析儀作為測試儀器，WT1800功率分析儀提供直接輸入電壓為1.5V～1000V（12個量程），提供直接輸入電流為1A～50A（6個量程），其電壓、電流精度為讀數(shù)的0.05%，功率精度為讀數(shù)的0.1%，采樣頻率50ms。逆變器周圍空氣溫度10℃～40℃；逆變器周圍相對濕度＜90%，無凝露；光輻射條件：測試時段內(nèi)滿足逆變器輸入功率達到額定值。

2 測試結(jié)果及分析

2.1 測試結(jié)果

選取3臺并網(wǎng)逆變器，為便于描述，將年度交流側(cè)輸出電量最大、中間、最小的分別命名為A、B、C并網(wǎng)逆變器，其逆變器轉(zhuǎn)換效率測試結(jié)果分別為：評價加權(quán)總效率97.42%/97.206%/97.916%，最大轉(zhuǎn)換效率96.947%/96.548%/96.360%，最大轉(zhuǎn)換效率負載點51.94%/51.69%/51.18%。

表2 A并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率測試結(jié)果

圖2 A并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率曲線圖

表3 B并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率測試結(jié)果

圖3 B并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率曲線圖

圖4 C并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率曲線圖

表4 C并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率測試結(jié)果

2.2 測試結(jié)果分析

A、B、C并網(wǎng)逆變器負載率在10%以上工況時，轉(zhuǎn)換效率大于95%，負載率在51.5%左右時轉(zhuǎn)換效率最大，其值大于96%但小于97.5%，滿足《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》（NB/T32004-2013）中“轉(zhuǎn)換效率最大值不低于96%”技術(shù)要求；A、B、C并網(wǎng)逆變器平均加權(quán)總效率大于97%但小于98%，滿足《并網(wǎng)光伏電站性能監(jiān)測與質(zhì)量評估技術(shù)規(guī)范》（CNCA/CTS0016-2015）中“中國加權(quán)效率≧96%”技術(shù)要求；A、B、C并網(wǎng)逆變器最大轉(zhuǎn)換效率和平均加權(quán)總效率，不滿足《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》（NB/T32004-2018）中“三相非隔離型逆變器功率大于20kW的，最大轉(zhuǎn)換效率≧98.5%，平均加權(quán)總效率≧98”。

C并網(wǎng)逆變器最大轉(zhuǎn)換效率和平均加權(quán)效率均略大于A、B并網(wǎng)逆變器，但C并網(wǎng)逆變器交流輸出電量小于A、B并網(wǎng)逆變器交流輸出電量，且差異較大，由此說明本電站逆變器交流側(cè)輸出電量存在差異與逆變器自身轉(zhuǎn)換效率沒有關(guān)系；逆變器的轉(zhuǎn)換效率與自身所選取的功率半導(dǎo)體器件和MPPT中的控制算法有關(guān)，對于同型號同批次并網(wǎng)逆變器最大轉(zhuǎn)換效率和平均加權(quán)效率基本相同[1-2]；結(jié)合云南大理某光伏電站組件布置情況，光伏區(qū)域?qū)儆诘湫偷纳降乜λ固氐孛矃^(qū)，建設(shè)期沒有進行場地平整，部分低洼區(qū)域組件存在一定程度的山地陡坡遮擋，雖然這種局部陰影遮擋只是在日出和日落時段表現(xiàn)明顯，但仍對電站發(fā)電量存在較大影響。